Gaz de Guercif : Predator accélère les négociations pour son futur partenariat de développement
La compagnie britannique Predator Oil and Gas opte pour une levée de fonds de 4,5 millions de livres sterling par placement. Cette opération vise à financer le développement de ses activités pétrolières à Trinité-et-Tobago et de développement gazier au Maroc, annonce un communiqué de l’entreprise publié ce 20 janvier 2025.
« Nous avons saisi cette opportunité pour lever des fonds afin d’entreprendre des activités discrétionnaires additionnelles, de renforcer le bilan et de favoriser la croissance de la production », a déclaré Paul Griffiths, directeur général de Predator Oil & Gas.
Au Maroc, ce financement servira particulièrement à faire avancer les négociations avec un nouveau partenaire pour la création d’une coentreprise. Celle-ci prendra en charge l’exploitation du gisement de Guercif, une fois que Predator aura finalisé les travaux de certification.
Un montant de 100.000 livres sterling est spécifiquement alloué à cet objectif, dont 40.000 £ pour les négociations de partenariat et les accords juridiques liés à la coentreprise, et 60.000 £ pour la préparation de la demande de la licence d’exploitation.
Les négociations de partenariat progressent et visent désormais à définir les principes de financement du forage du puits MOU-6, les tests du puits ainsi que le développement gazier de la Phase 1, sous réserve du dépôt d’une demande de licence d’exploitation en 2026.
En effet, les ressources déjà certifiées de gaz naturel comprimé de Guercif sont évaluées à un volume ne dépassant pas 1,7 milliard de mètres cubes, alors que Predator pense qu’à travers le forage du puits MOU-6, des ressources gazières additionnelles de l’ordre de 12 MMm3 devront être déchiffrées.
La certification des ressources, condition sine qua non du partenariat, devrait confirmer le potentiel des ressources abritées dans la structure TGB-6, traversée par le puits MOU-3.
« Le cône TGB-6 au Maroc présente des similitudes géologiques avec les grands gisements de gaz biogénique de la Méditerranée orientale », a expliqué Paul Griffiths.
Précédemment, Predator Oil and Gas a annoncé être en négociations avec deux parties concernant le financement du projet de Guercif, dans le cadre d’une cession flexible, pour l’exploitation de gaz naturel comprimé destiné exclusivement à des fins industrielles (semblable à la production de gaz naturel au Gharb), et/ou dans une micro-unité de liquéfaction pour la production de gaz naturel liquéfié, selon un modèle semblable à celui de Tendrara, au sein de la licence onshore de Guercif.
Predator Oil and Gas prépare une cession flexible de son actif gazier de Guercif
Lors d’une présentation aux investisseurs le 16 octobre 2025, la compagnie Predator Oil & Gas a fait le point sur ses projets, notamment sur l’avancement de ses opérations au Maroc, où elle développe des ressources gazières à Guercif dont l’exploitation est actuellement difficile.
La compagnie britannique espérait précédemment demander une licence d’exploitation durant le troisième trimestre de 2025 et prendre une décision finale d’investissement avant la fin de l’année pour une vente de gaz lors de l’année 2026 sous forme de gaz comprimé semblable à celui commercialisé dans les champs gaziers du Gharb.
Au début de la réunion, Paul Griffiths, PDG de Predator, a démenti les rumeurs apparues, selon lui, depuis la tenue de l’assemblée générale de la compagnie, affirmant qu’il n’allait absolument pas laisser tomber ses projets au Maroc.
La présentation de Paul Griffiths a montré de nouveaux paramètres à comprendre pour le gaz de Guercif.
Pourquoi une cession flexible de la licence de Guercif ?
En août 2025, les tests de production sur le puits Mou-3 abritant du gaz biogénique n’ont pas été concluants pour permettre une production de gaz commerciale. La compagnie a donc décidé, à la suite de l’analyse des données obtenues, de forer un nouveau forage.
Après l’évaluation des données de ce test, Predator a renoncé à l’option d’un farm-out (cession partielle) pour privilégier une option de cession totale et flexible en raison de l’impossibilité de diviser la licence en plusieurs parcelles.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil and Gas.
De plus, Predator pense que son développement est passé de zéro ressource gazière dans la licence à une évaluation des ressources contingentes (2C) avec un potentiel de hausse selon les dernières estimations de la compagnie.
D’après la relecture des données diagraphiques, Predator a identifié deux systèmes d’éventails distincts potentiellement riches en gaz et dépourvus de traces d’eau qui peuvent être ciblés au niveau de Mou-3,
Ces ressources gazières peu profondes présentent un potentiel d’un gisement stratigraphique sur une superficie de 81 km², dont 16 km² ont été prouvés dans les prospects Mou-3 et Mou-1.
Dans le cadre de la préparation du processus de cession, Predator devrait d’abord certifier les ressources de Guercif avec un rapport technique de certification (CPR) mis à jour pour le repreneur, qui regroupera l’ensemble des découvertes réalisées par l’entreprise, dont les ressources gazières identifiées dans les quatre puits forés, ainsi que la présence prouvée d’hélium.
Priorité au forage du puits Mou-6 avant toute cession
Afin d’éviter l’endommagement des formations rencontrées dans le puits Mou-3, Predator a désigné l’emplacement d’un nouveau forage Mou-6 qui évitera ces problèmes techniques qui ne permettaient pas un flux de gaz économiquement viable et sécurisé.
Initialement prévu pour être foré avant la fin de l’année 2025, le forage du nouveau puits Mou-6 devrait être programmé au premier ou au deuxième trimestre de l’année prochaine.
Données sismiques montrant les possibles prospects de gaz naturel à Guercif (Predator Oil & Gas).
Selon la compagnie britannique, la nécessité d’importer le matériel de forage de l’étranger crée des délais imprévisibles. S’ajoute à ce délai la finalisation récente du programme de forage, lequel a défini le système de boue adapté ainsi que la conception du tubage, qui pourrait inclure un train de tubage supplémentaire pour résoudre certaines difficultés.
« Il n’y a rien de plus excitant pour un partenaire entrant, même une « supermajor » ou une grande entreprise, que d’avoir un programme de forage à venir. C’est l’élément moteur qui fait avancer le processus de cession », a déclaré Paul Griffiths, PDG de Predator.
Vu son importance, Predator Oil and Gas devrait avancer simultanément sur les deux processus de cession flexible et de forage du puits Mou-6. Ce dernier devrait débloquer l’exploitabilité du gaz de Guercif et en même temps promouvoir l’actif gazier commercialisé par Predator.
« La valeur ici ne réside pas dans la production de gaz, le débit de gaz ou le forage d’un puits. La valeur ici est la valeur holistique de l’entreprise qui a été constituée. Aucune grande entité ne va acheter dans un pays sur la base d’un puits testé, ou de deux puits testés, ou d’un puits MOU-6. Il s’agit de savoir quelle est l’opportunité pour les 20 prochaines années, quelle est l’opportunité stratégique d’être un acteur clé sur le marché marocain du gaz», a ajouté Paul Griffiths.
Sur la base des évaluations de Predator, le nouveau puits devrait débloquer des ressources gazières probables et non certifiées, allant jusqu’à 12 milliards de mètres cubes, soit six fois les ressources estimées dans le prospect Mou-3. Pour rappel, ces données ne peuvent être vérifiées qu’après le forage du puits et demeurent à ce jour des prévisions jusqu’à la découverte de son contenu réel.
Qu’en est-il du gaz thermogénique du prospect Mou-5 ?
Dans le prospect MOU-5, Predator espérait également y trouver des ressources probables estimées entre 4,8 et 11 milliards de mètres cubes de gaz naturel.
Clairement, le plan de chercher un farm-out pour MOU-5 n’est plus envisagé pour financer un nouveau puits ou une campagne de sismique 3D afin de débloquer ces ressources car il est difficile de morceler la licence. En revanche, la compagnie se concentre désormais sur le développement des ressources biogéniques avant son désengagement.
Notre lecture précédente sur l’absence de gaz naturel dans le puits Mou-5a été confirmée par Paul Griffiths. Celui-ci voit plutôt dans ce prospect une nouvelle opportunité de développement, en raison de la présence de cavernes de sel susceptibles de constituer un site de stockage de gaz naturel.
Ce qu’il faut donc retenir de la dernière communication de Predator, c’est qu’en tant que compagnie junior, son développement est désormais suffisamment avancé pour qu’un opérateur disposant de capacités financières plus importantes puisse reprendre le projet.
L’ensemble des actifs développés représente un package complet commercialisable, incluant une vaste superficie de gaz biogénique, un potentiel d’augmentation des volumes, des traces d’hélium, un site de stockage naturel et un forage programmé capable de confirmer l’exploitabilité du gisement de gaz biogénique…
Pour Predator, cette option de cession flexible, conditionnée à la réalisation d’objectifs de performance, garantit une opportunité de monétisation significative et en même temps la relance du projet gazier par un nouveau développeur.
Ce processus de cession ne devrait intervenir qu’après le forage du puits Mou-6, d’autant plus que la compagnie n’envisage pas de céder cet actif à un prix inférieur, compte tenu des opportunités déjà prouvées.
Gaz naturel. Predator Oil & Gas débute une nouvelle phase pour développer sa licence Guercif
Dans une interview accordée à la plateforme Flagstaff, Paul Griffiths, directeur exécutif de Predator Oil & Gas, a présenté pour la première fois des explications concernant la dernière campagne de forage Mou-5 dans la licence de Guercif, dont les travaux ont été finalisés le 17 mars, ainsi que les futurs développements de ses actifs au Maroc.
D’une superficie de 7.269 km², la licence onshore de Guercif a révélé :
du gaz biogénique en faible profondeur (certifié), en quantités adaptées à une commercialisation sous forme de GNC (gaz naturel comprimé), avec des ressources contingentes [très modestes] estimées à environ 594 millions de mètres cubes ;
un potentiel important en gaz thermogénique (plus profond), estimé entre 4,8 et 18 milliards de mètres cubes (probable et non certifié), qui nécessite une liquéfaction et un investissement dans une unité dédiée, ce qui le rend plus adapté à la production d’électricité.
Périmètre de la licence de Guercif développée par la compagnie Predator Oil & Gas.
Puits Mou-5 : l’exploration continue malgré des résultats mitigés
Selon Paul Griffiths, le puits Mou-5 a confirmé l’ensemble des concepts géologiques de ce système pétrolier et a pu traverser toutes les couches attendues, avec une présence de sel (structure pouvant piéger des hydrocarbures) qui n’était pas visible sur la sismique 2D et qui a légèrement modifié la position structurale.
Sur la base de ces résultats, Predator a déjà sélectionné un nouveau site de forage à 12 km au nord, parmi ses trois cibles prioritaires. Des études complémentaires (analyse de roche mère, réinterprétation des données sismiques et diagraphiques) seront nécessaires pour finaliser le choix définitif.
Griffiths considère que Predator a suffisamment dérisqué l’actif pour attirer l’intérêt d’un major pétrolier. Conformément aux annonces précédentes, la société prépare un appel à partenariat (farm-out) afin de réaliser une campagne de sismique 3D et un forage plus opportun de la structure jurassique, dont le potentiel géologique [les données préliminaires n’ont pas communiqué la présence du gaz] a été confirmé selon les données du Mou-5 analysées par l’entreprise.
« Je n’aurais pas nécessairement dit cela il y a un an, mais le marché a changé, toute l’industrie a changé. Nous ne pouvons pas continuer indéfiniment à porter seuls ce fardeau, à mener tous les travaux d’exploration et d’évaluation à haut risque qu’on attend normalement d’une grande entreprise. Nous avons fait notre part pour réduire les risques, et la prochaine étape nécessite un partenaire plus important », a précisé Paul Griffiths.
La recherche d’un partenaire devrait débuter en juillet 2025, après l’achèvement du programme de tests sur les réservoirs de gaz biogénique du prospect Mou-3.
Le gaz biogénique, une source potentielle de monétisation pour Predator
Bien que non explicitement annoncé, le scénario d’un forage Mou-5 négatif guide désormais la stratégie de la compagnie. Predator Oil & Gas a choisi de se concentrer sur les gaz peu profonds, adaptés à la production de gaz naturel comprimé (CNG), très demandé par les industriels (exemple de la zone industrielle de Kénitra) ainsi que sur les opportunités liées à l’exploitation de l’hélium.
« Aujourd’hui, nous pouvons nous recentrer sur l’option la plus simple, peut-être moins excitante en termes de volumes de ressources. Nous estimons ce gisement de gaz peu profond à environ 21 milliards de pieds cubes (594 millions de mètres cubes). Dans le contexte actuel, cela représente une valeur non négligeable si nous parvenons à passer au stade de la concession d’exploitation, ce qui pourrait être possible cette année en cas de succès, c’est-à-dire si nous obtenons un écoulement de gaz depuis le puits ; et nous sommes confiants quant à cette possibilité », a expliqué Paul Griffiths.
Le gaz biogénique de Guercif (Mou-3) pose des problèmes techniques d’exploitabilité, liés à la nature minéralogique des réservoirs qui rend difficile l’utilisation des méthodes de forage conventionnelles. Le prospect Mou-3 est actuellement en phase d’expérimentation de solutions pour augmenter la pression de pompage, afin de permettre un éventuel écoulement de gaz sans risque d’éruption.
Si un débit de gaz soutenu est obtenu dans ce prospect Mou-3, la cession d’une participation dans le projet de gaz peu profond à un acteur local est envisagée.
Précédemment, Griffiths a annoncé des pourparlers avec Afriquia Gaz pour un accord de prévente de gaz naturel biogénique et d’hélium. Tandis qu’Afriquia Gaz souhaite acquérir l’intégralité du contenu, Predator préfère vendre à ce stade uniquement le gaz naturel sous forme comprimée du prospect Mou-3.
Le directeur de Predator estime qu’après deux à trois ans de travail – et surtout avec le timing idéal de la Coupe du monde 2030 au Maroc –, une valeur intangible pourra se créer, alors que le marché sous-estime actuellement cette opportunité.
À l’image de SDX qui s’est retirée, Predator Oil & Gas, tout comme Sound Energy – les deux étant cotées à la Bourse de Londres –, envisage de s’introduire à la Bourse de Casablanca, où se concentrent ses activités, désormais proches de la phase de production. La faible protection des petites et moyennes entreprises, la dépréciation des actifs et les problèmes de liquidité figurent parmi les principaux facteurs ayant incité ces entreprises à se tourner vers le marché boursier marocain, annonce Acharq.
De nouveaux projets en développement après le déclin des réserves de gaz naturel dans le bassin du Gharb
Lors d’une réunion du groupe de travail parlementaire sur la transition énergétique en septembre 2024, la situation critique des puits de gaz du Gharb, exploités par l’ONHYM et SDX, a été évoquée par la ministre de la Transition énergétique. En 2024, la production de gaz naturel s’élevait à environ 40 millions de Nm³ (normo-mètres cubes), provenant principalement des bassins de Meskala et du Gharb, selon les données de l’ONHYM, alors qu’elle atteignait auparavant 100 millions de mètres cubes.
Bien que les réserves de gaz du Gharb soient limitées, elles ont joué un rôle important en soutenant l’industrie locale de Kénitra pendant plusieurs décennies et, plus récemment, après l’arrivée d’une nouvelle génération d’industries (automobiles, pièces de rechange, batteries…). Ces dernières années, SDX Energy a continué à approvisionner les industriels de Kénitra en gaz naturel comprimé (CNG), grâce à plusieurs puits situés dans ses licences onshore dans le bassin du Gharb, reliés par un pipeline de 55 km.
Pour rappel, le type de gaz produit dans le bassin de Gharb est de faibles volumes et à petite profondeur. Ne nécessitant pas de liquéfaction, il est commercialisé sous forme de gaz naturel comprimé, prisée par les industriels pour divers usages, tant comme source d’énergie que dans des procédés tels que la fusion ou le séchage.
Tracé du gazoduc du Gharb acheminant le gaz naturel produit par SDX Energy vers huit opérateurs industriels à Kénitra (source : ONHYM)
Le bassin de Gharb et celui de Meskala ont véritablement montré la voie à plusieurs entreprises désireuses d’investir au Maroc. Des similitudes de systèmes pétroliers ont déjà été identifiées et ont permis d’autres découvertes, notamment le gaz biogénique découvert dans l’onshore de Larache et celui de Guercif.
Selon l’ONHYM, la situation actuelle avait été anticipée dès 2020 grâce à la mise en place, par l’ONHYM et son partenaire SDX Energy, d’actions proactives visant à ralentir le déclin naturel de la production et à gérer de manière contrôlée les livraisons aux clients. Par ailleurs, les parties prenantes avaient été informées suffisamment en amont pour éviter toute rupture d’approvisionnement.
Malgré les efforts continus pour maintenir la production, le renouvellement des réserves s’avère insuffisant pour répondre à la demande croissante des industriels de la région de Kénitra.
Actuellement, l’ONHYM et ses partenaires déploient des efforts pour renouveler les réserves et garantir la continuité de l’approvisionnement des clients industriels, dont l’activité dépend du gaz naturel. En plus d’un puits en cours de connexion, de nouveaux forages sont prévus, reflétant ainsi la volonté de maintenir et de renforcer l’activité gazière dans le bassin du Gharb.
De son côté, SDX Energy a précédemment décidé de se retirer du marché alternatif des investissements de Londres (Alternative Investment Market) pour devenir une société privée. Cette décision est justifiée par les charges élevées associées à ce marché, et par le fait qu’il limite l’accès à des financements plus conséquents pour développer ses actifs, notamment ceux au Maroc.
Les efforts se concentrent également sur l’exploration de nouvelles solutions énergétiques pour répondre aux besoins croissants des industriels de la région du Gharb.
Plus au nord, Chariot Energy détient une licence onshore Loukos couvrant une superficie de 1.371 km². L’année dernière, la compagnie britannique a foré deux puits, dont un s’est révélé prometteur. Cette année, elle prévoit de reprendre les travaux d’exploration sur un ensemble de prospects situés en onshore. En l’absence de défis techniques, ces prospects pourraient représenter un potentiel cumulé estimé à 2 milliards de mètres cubes [il s’agit de ressources estimées, et non de réserves prouvées].
Dans la région de l’Oriental, Predator Oil & Gas envisage de développer du gaz naturel comprimé (GNC) pour les industriels, à partir de ressources de gaz biogénique déjà prouvées. Une décision d’investissement est attendue d’ici la fin de l’année 2025, avec un objectif de production de gaz naturel comprimé dès le début de l’année 2026.
